XII Reunião Anual Ibero-americana de Reguladores de Energia – ARIAE

A Situação do Abastecimento de Gás Natural para o Mercado Brasileiro: Os Principais

Projetos para a Infra-estrutura de Transporte

XII Reunião Anual Ibero-americana de Reguladores de Energia – ARIAE

José Cesário Cecchi Superintendente de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural – SCM

Tathiany Rodrigues MoreiraEspecialista em Regulação da SCM/ANP

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP

San Luis Potosí, 15 de abril de 2008

• Panorama Atual da Indústria de Gás Natural no Brasil

• Infra-estrutura de Transporte e Novos Projetos

• Projetos de GNL no Brasil

• O Arcabouço Institucional e Regulatório Brasileiro

• Balanço de Oferta e Demanda de Energia

• Considerações Finais

Sumário







Situação Atual da Indústria de Gás Natural no Brasil

Necessidade de atendimento da demanda para geração termelétrica, em detrimento de outros setores;

Apesar da flexibilização do monopólio, a Petrobras: (i) possui forte presença em todo o setor; (ii) é considerada instrumento de políticas públicas (Exemplo: Empreendimentos integrantes do Plano de Aceleração do Crescimento – PAC); (iii) possui estratégia empresarial para firmar sua posição dominante;

Forte incerteza política e regulatória nos países do América do Sul que são potenciais fornecedores de gás natural para o continente;

Indefinição sobre um Plano de Contingência;

Indefinição quanto ao modelo a ser estabelecido pela Lei do Gás (em tramitação no Congresso Nacional);

Ainda não há uma infra-estrutura de transporte integrada e suficiente para o atendimento de mercados já contratados; e

Não há garantia de oferta adequada para o atendimento da demanda interna total (produto nacional + produto importado) no curto prazo.

Evolução da Matriz Energética Brasileira (%)

Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – Ano 2006 (Ministério de Minas e Energia)

• Produção de Energia (106 tep)


Evolução da Participação das Fontes de Energia – 1970/2006


Oferta Interna de Energia Elétrica – 1970/2006 (%)

O Gás Natural na Matriz Energética Brasileira

Reserva Provada: 365 trilhões de m3 (2007)

Produção: 49,73 milhões de m3/día (2007)

Produção Nacional Líquida: 29,73 milhões de m3/día (2007)*

Importação: 28,3 milhões de m3/día (2007)

Infra-estrutura de Transporte: 5.488 km com capacidade de transporte de 71,5 milhões de m3/dia (2007)

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural: 41,5 milhões de m3/día (2007) 80% nos mercados industrial e de geração elétrica

* Produção após descontadas reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio na produção e transporte. Inclui o consumo próprio da Petrobras.







Infra-estrutura Atual de Transporte de Gás Natural

Gasodutos: 7.720,5 kmTransferência: 2.232,5 km

Transporte: 5.488,0 km

Salvador

Fortaleza

Urucu

Coari

Cáceres

Corumbá

Cuiabá

Paulínia

Guararema

Uruguaiana

P. Alegre

Bacia de

CamposBacia de

Santos

Rio Grande

Porto Velho

UPGNsCapitais

Refinarias

Gasodutos em operação

Legenda:

Fonte: SCM/ANP (Abril/2007)

Exceto a firma Gasocidente, as outras firmas possuem participação da Petrobras.

Evolução da Malha de Gasodutos

Os projetos de Expansão da Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural fazem parte

dos seguintes programas específicos:

• Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás) – Programa focado na

expansão da oferta de gás natural na região Sudeste dos atuais 15 milhões m3/dia para

40 milhões m3/dia (2008) e 55 milhões m3/dia (2010).

(1.292 km de duto, com previsão de capacidade de escoamento de 121,8 milhões

m3/dia).

• Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) – Forte complementaridade com o

Plangás, além de apresentar empreendimentos integrantes do Projeto Malhas.

(2.117 km de duto, com previsão de capacidade de escoamento de 62,8 milhões m3/dia,

incluindo neste volume o atendimento do mercado pelos empreendimentos de GNL).

Panorama Atual da Indústria do Gás no Brasil

Fonte: Petrobras

Infraestrutura Prevista de Transporte de Gás Natural

Regaseificação de GNL no Rio de Janeiro/RJ

Regaseificação de GNL em Pecém/CE

Projeto GASENE







Projetos de GNL no Brasil

Dois terminais de regaseificação de GNL serão instalados nas regiões Sudeste e Nordeste do Brasil, com a

implantação de navios FSRU (Float Storage Regaseification Unit).

• O terminal de GNL na Baía da Guanabara terá capacidade de 14 milhões de m³/día, com infra-estrutura de

recepção, armazenamento e regaseificação.

• O terminal de GNL em Pecém terá capacidade de 7 milhões de m³/día, com infra-estrutura de recepção,

armazenamento e regaseificação.

Ampliação da Infraestrutura de Transporte de Gás Natural

Projeto Baía de Guanabara

O Terminal Flexível de GNL da Baía da Guanabara compreende:

- A implantação de um Píer de GNL próximo ao Terminal da Ilha D’água, na Baía da Guanabara – RJ, consistindo no recebimento de GNL do navio supridor, estocagem e regaseificação de GNL; e

- A instalação de um linha dutoviária do Píer de GNL à Estação de Campos Elíseos.

Projeto com vazão máxima de 20 milhões m³/dia, iniciando suas operações com 14 milhões m³/dia.

Investimento estimado em R$ 870 milhões – aproximadamente US$ 483 milhões (dado de janeiro de 2008).

Projetos de GNL no BrasilProjeto Baía de Guanabara

Fontes: Petrobras / TAG

Projetos de GNL no BrasilProjeto Pecém

O Terminal Flexível de GNL da Pecém compreende:

- Desmontagem dos Braços de Líquidos para reforço do Píer 2 do Porto de Pecém e Recolocação dos braços de líquidos;

- Construção do gasoduto terrestre Porto de Pecém – Gasfor I;

- Instalação das utilidades, do duto aéreo sobre o Píer 2 do Porto de Pecém, dos equipamentos da sala de controle;

- Montagem dos braços de GNL e GNC e das facilidades do Píer 2 do Porto de Pecém;

Projeto com vazão máxima de 7milhões m³/dia, iniciando suas operações com 4 milhões m³/dia.

Investimento estimado em R$ 370 milhões – aproximadamente US$ 206

milhões (dado de janeiro de 2008).

Projetos de GNL no BrasilProjeto Pecém

Fontes: Petrobras / TAG







A Lei n.º 9.478/97Regulação do Gás Natural

A Lei n.º 9.478/97 no que se refere à regulação do gás natural determina: (i) regulação tarifária indireta; (ii) acesso negociado; e (iii) separação da atividade de transporte.

Art. 8o, inciso VI: É atribuição da ANP estabelecer os critérios para o cálculo das tarifas de transporte.

Art. 56: Qualquer empresa ou consórcio de empresas poderá receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte de petróleo, seus derivados e gás natural.

Art. 58: (i) faculta a qualquer interessado o uso de dutos de transporte; (ii) em caso de conflito entre os agentes, a ANP deve fixar o valor da tarifa; (iii) em caso de acordo, a ANP deve verificar se o valor é compatível com o mercado; (iv) a preferência do proprietário das instalações deve ser regulada pela ANP objetivando promover a máxima utilização da capacidade de transporte.

Art. 59: Dutos de transferência podem ser reclassificados pela ANP como dutos de transporte, caso haja comprovado interesse de terceiros.

Art. 65: A Petrobras deverá constituir uma subsidiária para operar e construir seus dutos, que poderá se associar a outras empresas.

A Atuação da ANP no Processo de Expansão da Infraestrutura de Transporte

Autorizar a construção, ampliação e operação das instalações Portaria ANP n.º

170/1998;

Estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar

seus valores (nos casos e da forma previstos nesta Lei) Inciso VI da Lei n.º 9.478/97;

Instruir processo com vistas à declaração de utilidade pública Inciso VIII da Lei

n.º 9.478/97;

Garantir o cumprimento da Resolução ANP n.º 27/2005, especialmente quanto a

necessidade de realização de Concurso Público de Alocação de Capacidade (CPAC)

para a expansão de malha existente ou construção de novos gasodutos.







Oferta X Demanda de Energia Elétrica

Fonte: Instituto Acende Brasil, 2008

Oferta (-) Demanda


Razões do desequilíbrio entre oferta e demanda associadas ao Gás Natural

Retirada da oferta devido à Argentina• Política de preços baixos inviabilizaram os investimentos em E&P;

• Em 2004: crise de suprimento de gás natural na Argentina

– interrupção do fornecimento para o Chile

– proibição do uso de gás natural em geração elétrica destinada à exportação de energia

– O Brasil perdeu: 2.000 MW médios de energia firme da interconexão Brasil-Argentina e 300 MW médios da usina de Uruguaiana. Total da perda: 2.300 MW médios.


Retirada da oferta devido à Bolívia

• Nacionalização dos ativos em 1º de maio de 2006;

• A capacidade líquida da produção de gás da Bolívia é de 34 milhões de m3/dia, mas os contratos assinados com o Brasil e a Argentina somam 42 milhões de m3/dia;

• Em 2007, a Bolívia interrompeu o suprimento à usina de Cuiabá: perda de 200 MW médios;

• Em 14/02/08, o governo boliviano avisou às autoridades brasileiras que limitará o fornecimento de gás à 27 milhões de m3/dia no período de inverno: pediu “waiver” da multa contratual.


Razões do desequilíbrio entre oferta e demanda associadas ao Gás Natural





• Balanço de Oferta e Demanda


Considerações Finais

• O gás natural no âmbito da Lei n.º 9.478/97 não recebe tratamento de uma fonte de energia

primária competitiva;

• O arcabouço legal pouco consistente leva o ente regulador a depender exclusivamente da

publicação de Resoluções: existência de vácuos regulatórios;

• Considerando a complementaridade do setor gasífero e elétrico, deve-se ter especial atenção

em não considerar o gás natural como sub-segmento do setor elétrico;

• O modelo de organização da atividade de transporte de gás natural e sua relação com o

Sistema PETROBRAS representam importante barreira à consolidação de um ambiente

competitivo, de atração de novos agentes: necessidade de regulação efetiva sobre tal

segmento;

• Cada país está buscando garantir seu suprimento, com confiabilidade, através de soluções

nem sempre de menor custo.

Obrigado!

ANP na Internet:

www.anp.gov.br

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